Phát biểu trong phiên thảo luận tình hình kinh tế - xã hội chiều nay, Bộ trưởng Bộ Công thương Nguyễn Hồng Diên cung cấp nhiều thông tin liên quan đến việc vận hành ổn định an toàn hệ thống điện tại Việt Nam cũng như phát triển năng lượng tái tạo và cơ chế xác định giá cho điện gió, điện mặt trời.

Muốn dùng nhiều năng lượng tái tạo phải đầu tư nhiều truyền tải hoặc lưu trữ

Theo Bộ trưởng Nguyễn Hồng Diên, cần khẳng định rằng điện gió, điện mặt trời phát triển khá mạnh ở nước ta trong mấy năm gần đây do nhu cầu điện năng tăng nhanh. Cơ chế, chính sách khuyến khích của Nhà nước khá hấp dẫn.

“Việt Nam được đánh giá là quốc gia có tiềm năng lớn để phát triển điện gió và mặt trời. Tuy nhiên, lại có một số nghịch lý là nơi có tiềm năng về nắng và gió, lại là nơi có phụ tải thấp, vì thế, muốn sử dụng nguồn năng lượng này phải đầu tư khá lớn cho hệ thống truyền tải hoặc lưu trữ điện”.

Đáng chú ý là “để duy trì thường xuyên, an toàn hệ thống điện và phát huy hiệu quả năng lượng tái tạo phải có một số nguồn điện nền ổn định, nghĩa là phải có khả năng phát liên tục 24/24 để bù đắp cho những khi không có nắng, gió thì phải có cái đó để mà chen vào”, Bộ trưởng Diên cho hay.  

Người đứng đầu Bộ Công thương cũng thừa nhận thực tế ở Việt Nam, điện than, điện dầu, điện khí, sinh khối và thủy điện hiện được xem là nguồn điện nền (các nước khác còn có cả điện hạt nhân), nên dù có đắt hơn, phát thải carbon có nhiều hơn trong ngắn hạn thì do vẫn chưa có nguồn hoặc giải pháp khác thay thế nên điện chạy bằng than, bằng dầu, bằng khí vẫn được duy trì, huy động để bảo đảm an toàn hệ thống điện.

Không lãng phí nhưng cũng không hợp thức hóa cái sai

Nói về chi phí đầu tư năng lượng tái tạo, ông Diên cũng cho biết, giá thành sản xuất của  điện gió, điện mặt trời chỉ phụ thuộc vào giá thành công nghệ và thiết bị.

Với thực tế công nghệ thế giới phát triển rất nhanh, giá thành thiết bị và công nghệ giảm đi hàng năm, trung bình từ 6 đến 8%, khiến  giá thành sản xuất của điện từ năng lượng tái tạo chưa tính phí truyền  tải và lưu trữ điện cũng giảm đi theo thời gian. Thậm chí về lâu dài, năng lượng tái tạo có thể là nguồn điện năng có giá rẻ nhất nếu chưa tính các phí truyền tải và lưu trữ điện.

Cơ sở để tính giá năng lượng tái tạo là căn cứ vào Luật Điện lực, Luật Giá và các Nghị định của Chính phủ. Bộ Công Thương đã xây dựng khung giá trên cơ sở số liệu thống kê của 102 nhà máy điện mặt trời, 109 nhà máy điện gió đã ký hợp đồng mua bán điện. Quá trình tính toán, thẩm định khung giá, so sánh số liệu của Chương trình Hỗ trợ Năng lượng GIZ tư vấn xét duyệt đang được tư vấn, đặc biệt là thực hiện đúng quy trình lấy ý kiến Bộ Tài chính, Ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp đầu tư vấn về kết quả thẩm định khung giá.

Theo số liệu giám sát đầu tư của tổ chức quốc tế, suất đầu tư dự án điện mặt trời nối lưới giai đoạn 2018 - 2021 đã giảm 11% mỗi năm, và suất đầu tư điện gió trên bờ nối lưới giảm 6,3%/năm.

Đối với Việt Nam, giá mua điện mặt trời FIT2 ban hành năm 2020 đã giảm 8% so với giá FIT1 ban hành năm 2017. Khung giá phát điện theo Quyết định 21 của Bộ Công Thương đã ban hành tháng 1/2023 cũng giảm khoảng 7,3 % so với giá FIT 2, tỷ lệ giảm suất đầu tư của nhà máy điện mặt trời và điện gió đã được tính toán và lấy ý kiến của các chuyên gia thuộc Hội đồng tư vấn.

“Có thể khẳng định cơ chế giá cho các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp như khung giá hiện hành là phù hợp với giá thế giới và thực tiễn trong nước”, Bộ trưởng Diên cho biết.

Liên quan đến xử lý các dự án điện gió mặt trời không đủ điều kiện hưởng giá FIT, người đứng đầu Bộ Công thương cũng cho biết, không thể phủ nhận lãng phí nếu hàng chục dự án điện mặt trời và điện gió được đầu tư mà trước giờ khai thác, sử dụng. Tuy nhiên, để không lãng phí nhưng cũng không bị xem là hợp thức hóa cái sai, thậm chí là sai vi phạm quy định pháp luật hiện hành, rất cần phải có chủ trương của cấp có thẩm quyền chấp nhận và nỗ lực của các chủ đầu tư vào cuộc đồng bộ của các ngành chức năng và chính quyền các địa phương thì mới tháo gỡ được.

Có thực tế, hầu hết các chủ đầu tư các dự án do chạy đua với thời gian nên bỏ qua hoặc bỏ sót các khâu, các thủ tục theo quy định của pháp luật, thậm chí là vi phạm các quy định của pháp luật chuyên ngành, chính sách giá FIT đã hết thời hiệu được thể hiện ngay trong quyết định của Thủ tướng chứ không phải dừng đột ngột thì đương nhiên không thể áp giá FIT mà phải theo quy định của Luật Giá, Luật điện lực và các Nghị định có liên quan.

Hiện cả nước có 85 nhà máynăng lượng tái tạo thuộc diện chuyển tiếp nhưng không đủ điều kiện hưởng giá FIT với tổng công suất là 4.736 MW. Bộ Công thương đã có nhiều văn bản đôn đốc các chủ đầu tư hoàn thiện thủ tục chỉ đạo, hướng dẫn Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) khẩn trương phối hợp với nhà đầu tư thỏa thuận thống nhất giá điện để sớm đưa các dự án này vào vận hành.

Tuy nhiên, đến ngày 30/3/2023, tức là sau 2 tháng khung giá đước ban hành theo Quyết định 21 có hiệu lực, chỉ có 1 nhà đầu tư đến nộp hồ sơ. Sau nhiều nỗ lực của Bộ Công thương, EVN từ gặp gỡ, đối thoại với các chủ đầu tư, các bên liên quan và ban hành các văn bản cụ thể hướng dẫn, đến ngày 31/5/2023, đã có 59/85 nhà máy có công suất 3.389 MW - chiếm 71,6 % số dự án đã nộp hồ sơ tới EVN.

Trong số này có 50 dự án đang được đề xuất giá tạm thời bằng 50% khung giá để tiếp tục hoàn thiện các thủ tục. Hiện còn 26 nhà máy với công suất là 1346 MW, chiếm 28,4 % số dự án vẫn chưa gửi hồ sơ tới EVN.

“Chúng tôi được biết, các chủ đầu tư chậm hồ sơ đó là không muốn đàm phán với EVN trong khung giá mà Bộ Công thương ban hành là bởi giá thấp và có thể chưa hoàn thiện các thủ tục pháp lý hoặc nhà máy ở vị trí khó khăn về truyền tải điện”, ông Diên nói.

Cũng nhân diễn đàn này, Bộ Công thương đã đề nghị Quốc hội, Chính phủ sớm cho chủ trương, cơ chế tháo gỡ để Bộ Công Thương, các bộ, ngành và địa phương có cơ sở chỉ đạo giải quyết dứt điểm vấn đề trên, tránh lãng phí nguồn lực, bức xúc cho xã hội, bảo đảm hài hòa lợi ích nhưng các tổ chức và cá nhân thực thi nhiệm vụ này không bị xem là vi phạm pháp luật.

Nhập khẩu năng lượng là tất yếu

Liên quan đến nhập khẩu năng lượng của Việt Nam, Bộ trưởng Bộ Công thương cũng cho hay, việc nhập khẩu điện là chiến lược dài hạn dựa trên các mối quan hệ chính trị, an ninh của Việt Nam đối với các nước láng giềng nhằm bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia trong mọi tình huống và được xác định trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia trong từng thời kỳ.

Từ năm 2015, Việt Nam đã trở thành nước nhập khẩu năng lượng tịnh với mặt hàng than và dầu để phát điện. Sắp tới, sẽ còn phải nhập khẩu khí LNG.

Việc nhập khẩu điện cũng đã được thực hiện từ nhiều năm trước, với Trung Quốc từ năm 2010, với Lào từ năm 2016. Điều đặc biệt là việc nhập khẩu điện từ Lào là điện sạch, điện nhập khẩu từ nước ngoài là điện sạch, bởi vì nếu có phát thải thì phát thải ở nơi sản xuất.

“Việc nhập khẩu từ Lào cũng thể hiện thông qua Hiệp định phát triển hợp tác công trình năng lượng và mỏ, Biên bản ghi nhớ giữa Chính phủ 2 nước nhằm tăng cường quan hệ toàn diện với bạn. Nhập khẩu điện của Lào không chỉ là quan hệ kinh tế mà còn là quan hệ chính trị, ngoại giao và để bảo đảm mục tiêu quốc phòng, an ninh của đất nước”, ông Diên nói.

Tuy nhiên, tỷ lệ nhập khẩu điện còn rất nhỏ, mới chỉ có 572 MW - bằng 0,73 % công suất đặt hệ thống năm 202 và chỉ dành cho các khu vực biên giới. Tính ra, nhập khẩu điện như vậy có giá rẻ hơn so với việc dùng điện từ năng lượng tái tạo trong nước nếu phải cộng chi phí truyền tải, hao hụt đường dây từ miền Trung, miền Nam ra Bắc tới các khu vực này.

Nguyên do, hệ thống truyền tải điện từ các nhà máy điện trong nước ra biên giới của chúng ta hiện chưa đồng bộ, chưa thuận lợi bằng hệ thống điện của nước bạn đến biên giới của hai nước. nhập khẩu điện, kết nối lưới điện và trao đổi điện năng giữa các nước trong khu vực là cần thiết nhằm đa dạng hóa loại hình nguồn điện, nhất là điện nền để trong tương lai chúng ta có thể khai thác, phát triển năng lượng tái tạo trong khi chưa có nguồn điện nền khác thay thế.